Photovoltaik Stromertrag

Kilowattstunde (kWh): Stromerzeugung einer PV-Anlage

In Deutschland erzeugt eine gut geplante Photovoltaikanlage je Kilowattpeak (kWp) Nennleistung pro Jahr typisch 950 bis 1.150 Kilowattstunden Strom; das Fraunhofer ISE nutzt in seinen Berechnungsbeispielen für neue PV-Anlagen einen Referenzwert von rund 980 kWh/kWp pro Jahr (Quelle: Fraunhofer ISE, Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland, Fassung 05.05.2026). Die unter Standard-Testbedingungen ermittelte Nennleistung ist rein theoretischer Natur – der tatsächliche Stromertrag weicht von den 1.000 kWh/kWp je nach Standort und Anlage mehr oder weniger ab. Wie groß diese Abweichungen sind, kann nicht pauschal gesagt, sondern muss detailliert betrachtet werden. Wir zeigen alle Faktoren auf, die den Ertrag beeinflussen. Anschließend stellen wir zwei Modelle vor, um den spezifischen Ertrag einer PV-Anlage zu berechnen – ganz formal und an einem Beispiel.

Übersicht: Die wichtigsten Ertragsfaktoren auf einen Blick

Die Einheit Kilowattstunde einfach erklärt

Die Maßeinheit Kilowattstunde (kWh) bezeichnet die Energie. Übertragen auf eine Photovoltaikanlage ist dies der erzeugte Strom bzw. der Stromertrag. Per definitionem entspricht eine Wattstunde der Energie, welche ein System mit einer Leistung von 1 Watt in einer Stunde aufnimmt oder abgibt. Eine leuchtende 12-W-LED-Glühbirne setzt in einer Stunde also 12 Wh um. Mit Messeinrichtungen erfasste Strom- und Heizwärmekosten werden mit dem Tausendfachen, der Kilowattstunde, abgerechnet.

Nicht zu verwechseln ist der Energieertrag in kWh mit der Spitzenleistung in kWp:

• Die Spitzenleistung, auch Nennleistung oder installierte Leistung, bezeichnet die Leistung, die eine PV-Anlage unter standardisierten (Ideal-)Bedingungen erbringen kann. Sie wird in der Einheit Kilowatt-Peak (kWp) angegeben.
• Die in Kilowattstunden (kWh) angegebene Energiemenge – auch Energieertrag – bezeichnet die unter realen Bedingungen tatsächlich von der PV-Anlage erzeugte Strommenge. Die momentane Leistung wird dagegen in Watt oder Kilowatt angegeben. Der Energieertrag wird durch mehrere Faktoren beeinflusst und weicht über das Jahr meistens deutlich vom Idealwert ab, der sich aus Nennleistung mal Volllaststunden ergäbe.
• Setzt man beide Faktoren in Relation, kommt der spezifische Ertrag dabei heraus: Kilowattstunden pro Kilowatt-Peak (kWh/kWp). Je höher dieser Wert liegt, desto größer ist auch die Rendite.

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Faktoren, die den Ertrag beeinflussen

Die Testbedingungen – 1.000 Watt Strahlung bei nahezu senkrechtem „Sonnenstand“ sowie 25 Grad Celsius Zelltemperatur – haben zwar einen entscheidenden Vorteil: Sie gestatten es, unterschiedliche Solarmodule miteinander zu vergleichen. Dennoch wird die theoretisch angenommene Angabe Kilowatt-Peak selten erreicht. Dies liegt an den vielfältigen Einflussfaktoren:

Standortbedingungen

• Globalstrahlung: Der Deutsche Wetterdienst DWD ermittelt stets die aktuellen Daten. Besonders aussagekräftig sind die 30-Jahres-Karten mit den mittleren Jahressummen. Für den Zeitraum 1991 – 2020 lag die Globalstrahlung je nach Region zwischen 975 und 1.259 kWh/m². Im Durchschnitt wurde ein Wert von 1.086 kWh/m² erreicht. Die innerdeutschen Unterschiede sind farbig markiert. Erfasst werden stets sowohl die direkte als auch die indirekte Strahlung.
• Ausrichtung und Neigung des Daches: Für den höchsten Jahresertrag ist eine Süd-Ausrichtung mit Neigungswinkel zwischen 30° und 40° optimal. Leichte Abweichungen wirken sich allenfalls mäßig aus, stärkere können mit Hilfsmitteln optimiert werden. Ost-West-Ausrichtungen mit flacher Neigung (10–20°) liefern zwar etwas weniger Strom pro Jahr (typisch 5–15 % Ertragsnachteil gegenüber Süd), erhöhen jedoch den Eigenverbrauchsanteil deutlich, weil Morgen- und Abendstunden besser abgedeckt sind – das macht sie bei vielen Privathaushalten heute wirtschaftlich attraktiver als reine Süd-Anlagen.
• Verschattung: Schatten ist ein No-go! Da die Module typischerweise in Strängen geschaltet sind, wirkt sich jeder Kernschatten überproportional ertragsmindernd aus. Kleine Verschattungen einzelner Solarzellen, z. B. durch Vogelkot, werden durch eingebaute Bypass-Dioden meist gut abgefedert – ganz verlustfrei sind sie aber nicht, und dauerhafte Verschmutzung oder Kernschatten kosten weiterhin Ertrag. Schattenwerfende Objekte sind Nachbargebäude, Bäume, Bodenerhebungen, aber auch Dachgauben, Satellitenschüsseln und Schornsteine. Modul-Level-Power-Electronics (MLPE) – also Leistungs-Optimierer oder Mikrowechselrichter – können bei unvermeidbaren Teilverschattungen einen Großteil des Schadens auffangen, indem jedes Modul (oder Modulpaar) am eigenen Arbeitspunkt geregelt wird.

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Leistung der Photovoltaikanlage

• Modulart: Die Leistung eines PV-Moduls wird durch dessen Wirkungsgrad definiert. Bei 5 gängigen Solarmodul-Typen lohnt es sich, die Unterschiede genauer zu betrachten. Dabei stellt sich der Wirkungsgrad oftmals nicht als einziges Entscheidungskriterium heraus.
• Anlagengröße: Natürlich bringt eine größere Anlage auch einen größeren Ertrag. Eigenverbrauch ist wirtschaftlich meist wertvoller als die Einspeisung: Haushaltsstrom kostete laut Bundesnetzagentur für Neukunden im Januar 2026 rund 35 ct/kWh, während neue Gebäudeanlagen mit Inbetriebnahme zwischen 1. Februar und 31. Juli 2026 nach BNetzA für den Leistungsanteil bis 10 kW bei Teileinspeisung 7,78 ct/kWh bzw. bei Volleinspeisung 12,34 ct/kWh erhalten (für höhere Leistungsanteile gelten gestaffelt niedrigere Sätze). Lukrativ ist also die Einspeisung nicht, aber sie verbessert die Wirtschaftlichkeit zusätzlich. Dennoch kann es nicht schaden – um es mit den Worten der Verbraucherzentrale NRW zu sagen – die Dachfläche möglichst auszunutzen. Wir leben in Zeiten eines immer größer werdenden Energiebedarfs, wie z.B. durch ein Elektroauto.

Wetterlage

• Sonnenschein: Die ideale Voraussetzung für hohe PV-Erträge. Bei direkter Sonneneinstrahlung treffen die Sonnenstrahlen ungehindert auf die Solarzellen. In den Sommermonaten sind die Erträge besonders hoch, da die Sonne länger scheint und in einem steileren Winkel auf die Module trifft.
• Bewölkter Himmel: An bewölkten Tagen verringert sich die direkte Sonneneinstrahlung, wodurch die Leistung der PV-Module abnimmt. Dennoch können moderne Solarmodule auch diffuses Licht nutzen. Die Effizienz ist von der Stärke der Wolkenschicht abhängig – je dicker die Wolkendecke, desto geringer ist die nutzbare Strahlung.
• Regen und Nebel: Die intensive Lichtstreuung durch Nebel führt zu einem noch stärkeren Rückgang der PV-Leistung als bei normalen Wolken. Starker Regen kann ebenfalls die Energieproduktion reduzieren, bringt aber einen positiven Nebeneffekt: Er wäscht Staub und Schmutz von den Modulen, was die Effizienz auf lange Sicht steigert.
• Schnee: Von den Modulen rutschender Schnee hat ebenfalls einen Reinigungseffekt. Bleibt er liegen, stellen die verdunkelten Solarzellen die Produktion jedoch ein. Das Positive an einer Schneedecke rund ums Haus ist die Reflektion des Sonnenlichts – insbesondere, wenn nach dem Schlechtwetter wieder die Sonne scheint.

Weitere Informationen wie sich das Wetter auf die Erträge auswirkt finden Sie im Artikel Photovoltaik-Erträge und Wetter.

Wechselnder Sonnenstand

Anders als die Wetterlage ist der tages- und jahreszeitbedingte Sonnenstand kalkulierbar – und mit ihm die Schwankungen im Ertrag. Bei der täglichen Veränderung werden Tagesgang und Jahresgang der Sonne unterschieden:

• Tagesgang: Die uns geläufigen Begriffe Sonnenaufgang und Sonnenuntergang markieren den Anfang und das Ende des Tagbogens. Dieser ständige Wechsel des Sonnenstandes beeinflusst den stündlichen Ertrag. Das Problem dabei: Der Stromverbrauch ist meistens dann am höchsten, wenn die PV-Anlage am wenigsten Strom produziert: am Abend und am Morgen. Problemlöser kann hier die Anschaffung eines Stromspeichers

• Jahresgang: Es ist klar, dass bei schlechtem Wetter oder kürzerer Sonnenscheindauer im Winter weniger Ertrag mit der Photovoltaikanlage erzielt werden kann als bei strahlendem Sonnenschein oder besonders langer Sonnenscheindauer im späten Frühjahr und im Frühsommer. Mit anderen Worten: Das Angebot an solarer Strahlung verändert sich im Laufe des Jahres immer wieder. Und damit auch der Ertrag. Es gibt Datenbanken, die den Jahresgang für bestimmte Orte darstellen.

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Berechnung des Stromertrags

Um den jährlichen Stromertrag zu berechnen, können mehrere Modelle angewendet werden. Bereithalten sollte man folgende, je nach Berechnungsmodell notwendige Daten:

• Jährliche Globalstrahlungssumme am Standort [kWh/m²]: Diese lässt sich von sogenannten Solaratlanten z.B. des Deutschen Wetterdienstes ablesen.
• Jährliche Stromerzeugung am Standort [kWh/kWp]. Diese basiert zwar auf der Globalstrahlungssumme [kWh/m²], berücksichtigt jedoch zudem einige systembedingte Verluste. Ist bereits eine Anlage installiert, kann die Stromerzeugung am Stromzähler (Einspeisezähler, Eigenverbrauchszähler) abgelesen werden. Wenn nicht, hilft ein Trick, den wir etwas weiter unten vorstellen
• Einstrahlungssituation, d.h. Dachneigung und -ausrichtung. Diese Angaben ergeben den Anlagen- oder Flächenfaktor f. Üblicher ist allerdings die 100-Prozent-Norm für die optimale Situation (je nach Standort unterschiedlich, in Deutschland meist jedoch 35° Dachneigung; optimaler Azimut ist immer 0° für Süden) – und entsprechende Werte für die Abweichungen. Hierfür sind Tabellen im Internet abrufbar. Wir nennen sie im Folgenden Neigungswinkel-Tabelle, die Werte Neigungsfaktor.

• Maximale Anlagenleistung [kWp] wie im Produktblatt angegeben.
• Wirkungsgrad: Bei den heute meistverkauften monokristallinen n-Typ-Modulen (TOPCon, HJT) liegt der Wirkungsgrad zwischen 20 und 23 Prozent; Spitzenmodule erreichen rund 24 Prozent. Der mittlere Wirkungsgrad waferbasierter Module aus neuer Produktion lag 2024 bei 22 Prozent (Quelle: Fraunhofer ISE, Fassung 05.05.2026).
• Fläche der Anlage: Bei modernen monokristallinen Modulen sind je nach Wirkungsgrad rund 4 bis 6 m² pro kWp Anlagenleistung einzuplanen.

Ergänzt wird jeweils auch die Berechnung des spezifischen Ertrags. Er hat sich als sinnvollste Maßeinheit für die von PV-Anlagen erzeugte Energie durchgesetzt. Sein Vorteil: Die Angabe „pro Kilowattpeak“ erlaubt den Vergleich unterschiedlich großer Anlagen.

Berechnung über die Modulfläche

Das einfachste Modell ist zwar nicht ganz so genau, dafür aber in Minuten erstellt.

Etwas genauer wird die Berechnung unter Berücksichtigung von Ausrichtung und Neigung der Modulfläche sowie der Systemverluste.

Berechnung über die Nennleistung

Für das zweite Modell muss zunächst die Stromerzeugung am Standort bekannt sein. Deren exakte Berechnung verlangt eigentlich ein Modul- und Wechselrichter-Modell (so wie es PVGIS einsetzt) – als grobe Faustformel wird die Jahresglobalstrahlung gerne mit einem Faktor von rund 0,95 reduziert. Diese Pauschalierung ist nicht allgemein gültig und ersetzt für konkrete Anlagen kein Ertragsgutachten oder PVGIS-Rechnung.

Dieses Modell berücksichtigt neben dem Neigungsfaktor auch die Systemverluste.

Berechnung des Stromertrags an einem Beispiel

In unserem Beispiel berechnet Familie Schmidt den spezifischen Ertrag für eine geplante PV-Anlage mit Monokristallin-Modulen. Da seit dem 1. Januar 2025 die ertragsteuerliche Befreiung nach § 3 Nr. 72 EStG für neue oder erweiterte Anlagen einheitlich bei 30 kWp je Wohn- oder Gewerbeeinheit liegt (bei maximal 100 kWp pro Steuerpflichtigem), kann das Ehepaar die Anlage bis zu dieser Grenze auslegen – im Beispiel rechnen sie zunächst mit 10 kWp. Das Dach ist 45° nach Südwesten ausgerichtet und um 40° geneigt. In der Tabelle für die Abweichungen finden die Schmidts den Neigungsfaktor 93,3 %. Für den Standort Berlin verheißt der Solaratlas eine durchschnittliche Jahresglobalstrahlungssumme von 1.010 kWh/m². Die beiden Modelle führen zu folgenden Ergebnissen:

Frau Schmidt geht für ihr Standard-Modul von einem konservativen Modulwirkungsgrad von 20 % und einem Flächenbedarf von 5 m² Dachfläche pro Kilowattpeak aus und rechnet das Beispiel in drei Schritten durch:

Da beide Rechenmodelle nur Näherungswerte ergeben, möchte das Ehepaar Schmidt noch auf Nummer sicher gehen und die Ergebnisse überprüfen. Deshalb rufen sie das Internettool PVGIS der Europäischen Kommission (Joint Research Centre) auf und geben ihre Daten ein. Die seit 2024 verfügbare Version PVGIS 5.3 basiert auf den Satelliten-Strahlungsdaten SARAH-3 mit Daten bis 2023. PVGIS rechnet mit Standort-, Temperatur- und Modulmodell deutlich differenzierter als die beiden Faustformeln und liefert mit den gewählten Eingaben einen Ertrag von rund 977 kWh/kWp. Das liegt deutlich über Modell 1 (810 kWh/kWp) und zeigt, dass Faustformeln nur grobe Orientierungen sind – das tatsächliche Ergebnis hängt stark von Modul, Wechselrichter, Verschattung und Performance Ratio ab.

Den Eheleuten ist bewusst, dass diese Werte nur bei verschattungsfreien und sorgfältig gereinigten Modulen erreicht werden können. Da ihr Hausdach groß genug ist und seit 2025 bis 30 kWp je Wohneinheit steuerfrei sind, planen sie eine 9-kWp-Anlage. Mit dem PVGIS-Wert ergibt sich ein erwarteter Jahresertrag von 9 kWp × 977 kWh/kWp = rund 8.800 kWh pro Jahr, mit konservativer Faustformel (Modell 1) eher rund 7.300 kWh/a. Bei einem Haushaltsstrombedarf von etwa 4.000 kWh deckt die Anlage ihren Eigenverbrauch sehr gut ab – mit Speicher oder Wärmepumpe lässt sich der Eigenverbrauchsanteil weiter steigern.

Fazit

Zum Glück gibt es im Internet eine Reihe von Ertragsrechnern, die alle wichtigen Faktoren bei der Berechnung des Energieertrags berücksichtigen. Mit ihnen lässt sich in wenigen Sekunden eine Ertragsprognose erstellen. Bei erweiterten Photovoltaik-Rechnern werden neben dem Standort der PV-Anlage (Postleitzahl des Ortes) und der Fläche, Neigung und Ausrichtung des Daches auch die Nutzungsgewohnheit und der jährliche Stromverbrauch in die Felder eingetragen. Diese Rechner ermitteln zudem die Wirtschaftlichkeit bei einer optimalen Modulanzahl. Auf einen Blick wird erkennbar, ob sich die geplante Investition lohnt.

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